Jak będzie wyglądać polski rynek energii?

Latem operator systemu energetycznego poprosi dużych odbiorców o redukcję i im za to zapłaci. Wszystko, by uniknąć powtórki 20. stopnia zasilania.

Polskie Sieci Elektroenergetyczne i nadzorujące spółkę Ministerstwo Energii boją się powtórki z ubiegłorocznego kryzysu, kiedy ekstremalne temperatury w połączeniu z niskim stanem wód i awarią dużego bloku doprowadziły do wprowadzenia administracyjnych ograniczeń dostaw.

– Dlatego jest pomysł, by na ten okres zorganizować aukcje np. dla odbiorców przemysłowych. W sytuacji kryzysu na żądanie operatora ograniczyliby pobór – tłumaczy nam osoba znająca ustalenia. – Aukcja letnia na pewno się odbędzie, przy czym PSE zmieniło nastawienie i jest gotowe płacić za samą gotowość do redukcji – zapewnia inne źródło.

Z naszych informacji wynika, że plan uzyskał już akceptację resortu energii.

Przełom w podejściu

Nowe podejście spodobałoby się Komisji Europejskiej, która preferuje mechanizmy rynkowe, a neguje te zaburzające konkurencję. Wnioski z przeglądu mechanizmów mocy w Europie opublikowano w ubiegłym tygodniu. U nas na razie zarządzanie popytem kuleje, i to mimo gromadzonego przez PSE od pewnego czasu potencjału tzw. negawatów (jednostek zaoszczędzonej mocy).

– Aby ten mechanizm działał, aukcje powinny być ogłaszane częściej, np. raz w tygodniu czy nawet codziennie. Wtedy jego koszty będą niższe – radzi Joanna Maćkowiak-Pandera, szefowa Forum Analiz Energetycznych (FAE). Szacuje, że krajowy niewykorzystany potencjał w zakresie redukcji zapotrzebowania na moc (najpierw wśród odbiorców przemysłowych, a potem także gospodarstw) to nawet 4–5 GW, czyli mniej więcej tyle, ile łącznie dadzą stawiane bloki w Opolu, Jaworznie, Kozienicach i ta dopiero planowana w Ostrołęce.

– Jeśli operator będzie ogłaszał aukcje na negawaty raz do roku i nie będzie płacił za oferowaną moc, a dodatkowo będzie nakładał kary za niezredukowanie poboru, to nie zachęci przemysłu – dodaje Maćkowiak-Pandera.

Jak zapewniają źródła zbliżone do PSE, rola zarządzania popytem w ramach reformowanego rynku energii (nad czym pracuje PSE) miałaby rosnąć nie tylko latem. Pakiet dokumentów złożony zostanie w czerwcu w ME. Konsultacje mają potrwać do września i dopiero wtedy mogą się zacząć rozmowy z Brukselą o nowych mechanizmach wsparcia. O ile zdecydujemy się na notyfikację, bo rozważana jest także tzw. krótka ścieżka bez niej.

Na kroplówce

Część tego pakietu stanowić mają propozycje reformy rynku bilansującego, który ma się opierać na cenach węzłowych. Cena hurtowa na różnych obszarach kraju będzie inna i zależna od bilansu popytu i podaży mocy na tym terenie. Mówiąc prościej – tam, gdzie jest niedobór źródeł, ceny będą wyższe, co powinno wymuszać inwestycje.

Nasi rozmówcy zwracają jednak uwagę, że to kontrowersyjne ze względów politycznych. Bo wtedy odbiorcy w Polsce północno-wschodniej mieliby znacznie droższy prąd. Na koncepcję nosem kręcą wytwórcy. Dla nich języczkiem u wagi pozostaje projektowany rynek mocy, czyli wsparcie dla elektrowni konwencjonalnych. Jak wynika z naszych informacji, w kwietniu PSE rozpoczęło konsultacje ze spółkami energetycznymi i dużymi odbiorcami w sprawie jego kształtu. Chodzi o to, by w jak najmniejszym stopniu odbiło się to na kieszeni odbiorców. A że się odbije, to jest pewne. – Już są głosy przemysłu wołającego o zwolnienia z finansowania rynku mocy podobnie jak z akcyzy czy subsydiowania odnawialnych źródeł. Tyle że tych kosztów nie udźwigną sami konsumenci – podkreśla nasz rozmówca.

Odbiorcy już i tak robią zrzutkę na tymczasowe mechanizmy wsparcia w postaci operacyjnej rezerwy mocy (ORM) oraz interwencyjnej rezerwy zimnej (IRZ). Krytykę pierwszego z tych mechanizmów można wyczytać z ostatnich dokumentów KE. – W ME i PSE zdają sobie sprawę z nierynkowego charakteru ORM. De facto jest to kroplówka dla koncernów windująca ceny hurtowe i dosypująca kasę do istniejących już w systemie starych elektrowni. Ale dzięki tym środkom spółki mogą też kontynuować inwestycje w nowe bloki. Plan polega na przeciąganiu ORM jak długo się da – tłumaczy nasze źródło.

Bruksela może być przychylna IRZ, gdzie najstarsze przeznaczone do wyłączenia bloki są uruchamiane tylko w sytuacjach niedoborów.

– Podobny mechanizm funkcjonuje do 2020 r. w Niemczech dla 2,7 GW najstarszych elektrowni na węgiel brunatny. Nie są podmiotami na rynku, a pozostawienie ich w rezerwie ogranicza emisję – argumentuje ekspertka FAE.

Jej zdaniem KE może się zgodzić na wprowadzenie w Polsce rynku mocy. Bo jesteśmy blisko spełnienia warunku dotyczącego zagrożenia bilansowania. Jednak to, czego oczekiwałaby w zamian, to zwiększenie handlu transgranicznego energią, by w naszym rynku mogły też uczestniczyć inne państwa.

Mechanizmy nie mogą zablokować też unijnych celów na 2020 i 2030 r. – Wątpliwe więc, by na ich podstawie dało się zrealizować kolejne inwestycje węglowe – dodaje Pandera.

Podyskutuj z nami na Facebooku, www.fa­ce­bo­ok.com/eko­no­mia. Czy byłbyś skłonny ograniczyć zużycie energii za odpowiednim wynagrodzeniem od operatora?

Opinia

dr hab. Filip Elżanowski | Uniwersytet Warszawski

PSE nie wypracowały jeszcze optymalnego kształtu rynku mocy. Trwają konsultacje ws. kontraktów różnicowych (gdzie dopłaca się różnicę między kosztem realnym wytworzenia a niską rynkową ceną energii) i dwutowarowego rynku, gdzie jest stała, wysoka opłata za gotowość, a resztę pokrywa się ze sprzedaży energii na rynku. Na drugą koncepcję PSE nie stać. Dlatego chcą stworzyć długoterminowy rynek oparty na produktach. ORM działałby w nim, jak długo pozwoliłaby KE, najlepiej na zakładkę z nowym systemem. Rosnąć miałaby zaś rola zarządzania popytem. Planowany mechanizm miałby gwarantować najtańszy koszt uzyskania ograniczeń. Najłatwiej to osiągnąć, organizując częstsze aukcje, niż maksymalizując zamawiany wolumen w ramach aukcji.